水驅開發油藏提液機理及其政策界限研究

2014-06-27 05:48:32鄭金定謝向威陳嫽阮龍飛長江大學石油工程學院湖北武漢430100

長江大學學報(自科版) 2014年26期

鄭金定,謝向威,陳嫽,阮龍飛 (長江大學石油工程學院,湖北武漢 430100)

水驅開發油藏提液機理及其政策界限研究

鄭金定,謝向威,陳嫽,阮龍飛 (長江大學石油工程學院,湖北武漢 430100)

提液是一種成本低、工藝簡單、見效快的穩油措施。根據滲流力學理論,對提液機理進行了研究,并結合實際油藏,運用無因次采液指數模型和動態分析方法探討了地質特征和施工參數對提液效果的影響。研究表明,在水驅油藏開發中后期采取提液穩油措施,不僅能夠增大驅動壓力梯度,還能降低啟動壓力梯度對滲流的影響;油水黏度比越大、儲層中值滲透率和滲透率變異系數越大,則極限無因次采液指數越大,導致無因次采液指數隨含水率變化范圍和上升速度也越大,且無因次采液指數顯著變化階段對應的含水率范圍也越大;提液倍數存在一個合理范圍,若提液倍數過大會導致水相渠道流而使油井暴淹;合理提液時機應該在無因次采液指數隨含水率顯著上升的階段,且該范圍隨極限無因次采液指數的增大而增大。

水驅油藏;提液機理;無因次采液指數

目前,我國東部地區水驅開發油藏大部分處于中高含水期階段,具有產量遞減快、控水穩油難等特點[1]。特別是剩余油儲量和豐度小的老油田,實施大規模增產作業具有很高的風險。由于提液工藝簡單、作業成本低,因而是一種較好的穩油措施[2]。如何利用提液措施改善油田高含水期的開發效果和最大限度地提高水驅采收率,一直是人們關心的熱點。為此,筆者從滲流機理出發,對水驅開發油藏提液機理及其合理參數進行了研究。

1 提液機理研究

水驅油是不穩定的過程,當水驅前緣達到油井井底之后,井筒附近含水飽和度逐漸上升,導致在相同的壓力梯度下油井含水率變大。對于某一單井或區塊,產液量、產油量和含水率三者之間的關系如下:

式中,Qo為產油量,m3/d;Ql為產液量,m3/d;fw為含水率,%。

顯然,隨著含水率的上升,要保持穩產,就必須提液。若提液前后含水率為定值,則提液量與增油量成比例。但實際施工中含水率不穩定,可能增大或減小,且增減幅度也不盡相同,這主要與靜態地質特征、剩余油分布和存在形式以及提液工藝參數等因素相關。

1.1 徑向線性滲流的提液機理

油層中多井工作時,整個滲流場中勢的分布是每個源匯單獨存在所引起勢的代數和[3]。對于一源一匯構成的注采單元,對勢函數求導疊加得到:

式中,p為地層中M點處的壓力,MPa;r為M點與源匯的距離,m;q1、q2分別生產井和注水井單位地層厚度的產液量,m3/(d·m);Ko、Kw分別為油相和水相滲透率,m D;μo、μw分別為油相和水相黏度,mPa·s;r1、r2分別為M點與生產井和注水井之間的距離,m。

若進行強注強采,生產井和注水井同時增大A倍數(A＞1),則此時M點的壓力梯度變為:

由式(3)可知,壓力梯度及其增量與空間位置有關,且提液增注之后M點的壓力梯度是提液前的A倍。在油水井附近的區域驅動壓力梯度大,壓力梯度增量也相應較大;在遠離油水井的中間區域,驅動壓力梯度小,壓力梯度增量也較小,易形成剩余油富集區。此外,提液可以縮小死油區范圍,增大水驅波及系數,從而達到穩油目的。

1.2 考慮啟動壓力梯度的提液機理

當徑向滲流存在啟動壓力梯度時,油井產量方程為[4]:

式中,Q為單井產量,m3/d;h為儲層厚度,m;Go為油相啟動壓力梯度,MPa/m;ΔP為生產壓差,MPa;re為泄油半徑,m;rw為井筒半徑,m;K為儲層滲透率,m D。

若生產壓差放大A倍,則提液后油井產量公式為:

由式(5)可知,當存在啟動壓力時,單井產量減小,減小的幅度與滲透率、原油的極限剪切應力以及井距有關,即滲透率和生產壓差越小,單井產量遞減幅度越大;原油極限剪切應力和井距越大,產量遞減幅度越大。另外,放大生產壓差既能提高驅動壓力梯度,又能降低啟動壓力梯度對滲流的影響。

2 提液時機的優選

提液時機對水驅效果至關重要,過早提液只會放大儲層非均質性,導致層間指進或層內舌進。目前,主要根據含水率來劃分合理提液時機。俞啟泰等建立的三角洲相儲層無因次采液指數模型如下[5]:

式中,μR為油水黏度比;VK為對數正態分布滲透率變異系數;K50為對數正態分布概率50%處的滲透率,mD;JL1.0D為含水率fw=100%時的極限無因次采液指數;JLD為某一含水率下的無因次采液指數。

圖1 無因次采液指數JLD與含水率fw之間的關系圖

設定一組極限無因次采液指數,將其帶入式(8),計算結果如圖1所示。

從圖1可以看出,在不同JL1.0D下, JLD隨含水率變化的幅度和速度差別很大,因而需要結合實際油藏和流體特征優選提液時機,具體內容如下:①油水黏度比越低、中值滲透率和滲透率變異系數越小, 則JL1.0D越小,導致JLD隨含水率變化范圍和上升速度較小;反之,JLD隨含水率變化范圍和上升速度較大。②當JL1.0D＜2時,含水率為98%的時候對應的JLD＜1.8,這說明該類油藏的提液潛力不大,不宜提液。③JL1.0D越大,油井JLD顯著變化階段對應的含水率范圍也越寬。例如當JL1.0D=6時,JLD在含水率77%以后才開始顯著增大;而對于JL1.0D=10時,JLD在含水率60%以后就開始顯著增大,此時可以通過提液來達到穩油目的。

3 實例分析

M油田Ⅳ2層沉積環境為扇三角洲前緣-淺湖。油藏含油面積3.18km2,地質儲量324.1×104t,地層原始壓力21.14MPa,平均滲透率220m D,原油黏度5.8mPa·s。目前,該油藏處于開采后期,綜合遞減率超過17.5%。在“雙高”困境下,大部分剩余油受到邊界層的影響,在流動中存在啟動壓力梯度。因此,放大生產壓差是剩余油的有效挖潛方式之一。

3.1 提液時機分析

圖2 M油田Ⅳ2層無因次采液指數與含水率關系圖

將M油田Ⅳ2層的油水黏度比、中值滲透率等參數代入式(8),得到無因次采液指數曲線(見圖2)。從圖2可以看出,區塊無因次采液指數在含水率達到77%后才顯著增大,此時供液能力逐漸增強,可以利用提液來穩油。

3.2 區塊提液效果分析

根據該油藏開發井史,共統計17口提液井在不同時期的措施效果,并引入累計增油增液比和提液倍數來衡量提液效果及其強度,據此研究不同沉積微相條件下提液倍數和提液前含水率對穩油效果的影響。

累計增油增液比與提液倍數的關系圖如圖3所示。由圖3可知,沉積微相不僅影響流動單元的物性,同時影響油水井之間的連通性。該扇三角洲前緣-淺湖沉積環境中,發育有水下分流河道、水下分流間灣以及席狀砂等,其中席狀砂物性較水下分流河道差,油水井連通性差,很多油井不受效或單向受效,導致在提液過程中能量和液量供給不足,累計增油增液比普遍小于0.1。對于處在水下分流河道中的油井,一般為多向受效,油井累計增油增液比較高。另一方面,提液倍數過大容易造成水相渠道流,致使含水率上升加速。因此,該區塊提液倍數定為1.6較為合理。

累計增油增液比與提液前含水率的關系圖如圖4所示。由圖4可知,單井提液措施均發生在含水率在77%之后,符合提液要求,但當含水率達到95%后,提液效果明顯下降,其主要原因是處于特高含水期的油井井底附近含水飽和度很高,水相滲透率遠大于油相滲透率,在過大的驅動壓力梯度下,地層中形成水相渠道流,導致油井很快水淹,使得提液有效期不長。